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电压波动和闪变是风力发电影响
风资源的不确定性和风电机组本身的运行特性使风电机组的输出功率呈波动性，风速变化、 湍流以及风力机尾流效应造成的紊流会引起风电功率的波动和风电机组的频繁启停;塔影效应使风电机组输出功率存在周期性的脉动。风电功率的波动势必会引起电压的变化 ,主要表现为:电压波动、 电压闪变、 电压跌落以及周期性电压脉动等。
根据电压波动与闪变的国家标准，电压波动是指每半个基波电压周期均方根值的一系列变动或连续的改变，其每一次改变称作电压变动。
电压波动值为电压方均根值的两个极值Umax和Umin之差△U常以其额定电压UN，的百分数表示其相对百分值，即:
衡量电压变动的量是幅度和频度（单位时间内电压变动的次数称为频度 r, 一般用 min-1或s-1作为频度的单位），电压由大到小或由小到大各算一次变动, 因此对于正弦波形频度 r 和频率 f的关系为:
风电并网引起的电压波动和闪变问题是一个固有的问题，在某些情况下电压波动和闪变已经成为制约风电场装机容量的主要因素。风电并网过程中引起的电压波动和电压闪变主要是由于风况的波动、 随机变化的引起的，其次并网风电机组公共连接点短路比和电网线路X/R比也是影响风电机组引起的电压波动和闪变的重要因素。
1．风的不断变化引起风电机组功率输出的波动，只要风电机组处于运行状态，其波动的功率输出就会对电网电压造成影响。恒速定桨距风电机组和恒速变桨距风电机组电压波动和闪变的产生发生在机组运行状态的不同阶段。由于启动时无法控制叶轮转矩，而持续运行过程中的功率波动较小，所以恒速定桨距风电机组在切换操作过程中产生的电压波动和闪变要比持续运行过程中产生的电压波动和闪变大。对于恒速变桨距风电机组，结论是相反的。在塔影、风剪切和有限的桨距调节范围的联合作用下， 恒速变桨距风电机组持续运行过程中的功率波动幅值非常大， 从而产生较大的电压波动和闪变； 而恒速变桨距风电机组可以控制叶轮转矩，启动时产生的电压波动和闪变比较小。
2．风电机组接入系统的电网结构对起引起的电压波动波动和闪变研究表明，当线路X/R 比对应的线路阻抗角为 60°~70°时，并网风电机组引起的电压波动和闪变最小。
电压波动与闪变的检测：
要对电压波动与闪变进行有效的抑制,首要的任务就是要准确地提取出波动信号,通常将波动电压看成以工频额定电压为载波、其电压的幅值受频率范围在0.05～35Hz的电压波动分量调制的调幅波。因此,电压波动分量的检出方法可采用通信理论中大功率载波调制信号解调方法,用与载波信号同频同相的周期信号乘以被调信号,将电压波动分量与工频载波电压分离,通过带通滤波器得到波动分量。考虑电压波动分量,就是在基波电压上叠加一系列的调幅波,为使分析简化又不失一般性,研究电压波动的检测方法可分析某单一频率的调幅波对工频载波的调制,将工频电压u(t)的瞬时值解析式写成:
目前, 常用的波动电压检出方法有三种:平方解调检波法、全波整流检波法和半波有效值检波法。
平方解调检测法,即将u(t)平方,然后利用解调带通滤波器检测出调幅波。经过0.05～30Hz的带通滤波器便能滤去直流分量和二倍工频分量, 从而检测出 的调幅波即电压波动分量。这种方法较适合用数字信号处理的方法来实现。
全波整流检波法的基本原理是将输入交流电压u(t)全波整流即进行绝对值运算后再经过解调带通滤波器后便取得波动信号。 设u(t)经整流后的电压为g(t),则g(t)可看作u(t)和幅值为土1、频率为工频的方波p(t)的乘积。将g(t)经过0.05 ～30Hz 的带通滤波器便可检测出 的调幅波即电压波动分量。这种方法较适合于模拟电路加以实现。
半波有效值法是利用RMS/DC 变换器将波动输入交流电压变换成脉动直流电压, 再经解调带通滤波器后获得波动信号。RMS/DC变换器输出直流电压值为输入交流电压的方均根值,其脉动成分反映了输入电压方均根值的变化。根据半波有效值定义
,将电压u(t)乘方减去相当于平均值的参考电压 取积分，一般来说, 大于等于 的分量在工频一周期的积分值几乎为零, 便有 。将 加以适当放大和补偿便可得到待测的调幅波。
风电场电压波动的计算方法
1. 平行电流源等效法：该方法的特点是对风电机组输出电流的方均根值波形进行分解，将它等效为有限数量正弦函数之和， 再经三角函数变换得到平行电流源组。该方法具有严格的数学意义，适用于风电机组输出电流能够分解为有限数量、不同频率正弦函数的情况。
2. 定幅值–工频电流源等效法，即通过仿真或实测得到输出电流的瞬时值时间序列后，按照一定的时间间隔（如一个工频周期）求出相应的电流方均根时间序列，取其平均值作为等效电源的工频稳态量，再将相对于该平均值的电流方均根波动波形分解为系列函数的表达式 f k (t)。
用于计算风电机组并网运行引起全电网电压波动的电流源等效法 赵海翔，张义斌，陈默子 （中国电力科学研究院，北京市海淀区 100085）
风电场闪变计算方法
风电场的闪变计算与分析，王海云, 王维庆(新疆大学 电气工程学院, 新疆 乌鲁木齐 830046)
目前, 大部分用于改善和提高电能质量的补偿装置都具有抑制电压波动与闪变的功能[ 8 ], 如静止无功补偿器 ( SVC)、 有源滤波器 (APF)、 动态电压恢复器 (DVR) ,以及配电系统电能质量统一控制器 (DS2 Unicon)等.统一电能质量控制器 (UPFC) 结合了串、 并联补偿装置的特点 , 具有对电压、 电流质量问题统一补偿的功能 , 属于综合的补偿装置.含有储能单元的串、 并联组合的用户电力综合补偿装置 ,除了应用于配电系统的谐波补偿外 ,还可以解决瞬时供电中断和电压波动等动态电压质量问题 ,提高供电的可靠性。
电压波动与闪变的抑制
一、静止无功补偿器 ( SVC)，目前,大部分用于改善和提高电能质量的补偿装置, 它们也都具有抑制电压波动与闪变的功能,如静止无功补偿器 ( SVC) ,有源滤波器(APF) ,动态电压恢复器(DVR) ,以及配电系统电能质量统一控制器等。
二、有源电力滤波器(APF)，在电网短路容量一定的情况下 ,电压闪变主要是由于无功负荷的剧烈变动所致 ,因此对于电压闪变的抑制 ,最常用方法是安装静止无功补偿装置(SVC) ,目前这方面技术已相当成熟。但是 ,由于某些类型的 SVC本身还产生低次谐波电流 ,须与无源滤波器并联使用 ,实际运行时有可能由于系统谐波谐振使某些谐波严重放大。因此 ,在进行补偿时 ,要求采用具有短的响应时间、 并且能够直接补偿负荷的无功冲击电流和谐波电流的补偿器。
有源电力滤波器(APF)与普通 SVC相比,有以下优点:响应时间快 ,对电压波动、 闪变补偿率高 ,可减少补偿容量;没有谐波放大作用和谐振问题 ,运行稳定;控制强 ,能实现控制电压波动、 闪变 ,稳定电压作用 ,同时也能有效地滤除高次谐波 ,补偿功率因数。
三、动态电压恢复器，在中低压配电网中 ,由于 R 与 X 相差不大,有功功率的快速波动同样会导致电压闪变,这就要求补偿装置在抑制电压波动与闪变时除了进行无功功率补偿使供电线路无功功率波动减小外,还得提供瞬时有功功率补偿。因而传统的无功补偿方法不能有效地改善这类电能质量问题,只有带储能单元的补偿装置才能满足要求。
四、统一电能质量控制器及其它补偿装置， 统一电能质量控制器(UPFC)结合了串、 并联补偿装置的特点 ,具有对电压、 电流质量问题统一补偿的功能 ,属于综合的补偿装置。其综合了SVG和TCSC两者的优点，可以同时起到可控串补、无功发生和移相的作用。
五、通过 FACTS改变线路电抗能减小电压波动 ,特别是并联补偿装置 — — —STATCOM,通过与系统进行无功功率交换 ,以维持线路电压恒定 ,因此是抑制系统电压波动、 闪变和提高系统稳定性特别是电压稳定性的有力工具。
总之，由于风电机组单机容量越来越大，风速波动较大时风电机组输出功率会产生较大的波动。对于目前已成为世界主流机型的变速恒频风电机组而言， 应综合应用变流器控制和桨距角控制来调节风电机组的输出功率。 如何确定变流器控制和桨距角控制的控制策略以使风电机组的输出功率最优，同时减小风电机组输出功率的波动，从而减小风电机组引起的电压波动和闪变， 也是一个需要解决的问题。
电压偏差
电压偏差的基本概念：
供电系统在正常运行方式下，某一节点的实际电压与系统额定电压之差对系统标称电压的百分数称为该节点的电压偏差。其数学表达式为：
式中，δU为电压偏差；U re为实际电压，kV；U N为系统额定电压，kV。
相关电压偏差规定如下：
1）500（330）kV及以上母线正常运行方式时，最高运行电压不得超过系统额定电压的+10%。
2）电厂220kV母线和500（330）kV及以上变电站的中压侧母线正常运行方式时，电压允许偏差为系统额定电压的0%～+10%。
3）电厂和220kV变电站的110kV—35kV母线正常运行方式时，电压允许偏差为系统额定电压的-3%～+7%。
电网电压偏差的解决方案:
电力系统中为了改善系统电压偏差，保证各节点的电压在正常水平可以采取两类办法：配置充足的无功电源、采取必要的调压手段。
1．电力系统中的无功功率电源有同步发电机，同步调相机以及电容器、电抗器和静止无功补偿等并联补偿装置。
2．系统调压：1）发电机调压，2）改变变压器变比，3）改变线路参数，既改变线路的电阻和电抗，此种方法适用于对老电网的或者在电网的结构发生变化时的改造，一般在新建电网设计的过程中将会详细考虑线路选型的问题
风电场引起电压偏差的解决方案：
1. 无功电源的选择，目前运行的风电场主要使用集中补偿电容器组并联电容器（电抗器）组作为无功电源，还有采用自动控制投切并联电容器（电抗器）组的无功补偿，风电场无功补偿还可以采用SVC装置
在风电场规划的过程中，应该充分考虑介入电网送电线路的选型问题，尽量降低线路上无功电压的损失。风电场造成电压偏差的主要原因是其在连续运行过程中对无功的需求造成的，而串联电容器组补偿的方法的主要目的则是提高输送能力和暂态稳定性。此外，考虑到串联电容补偿的价格和可能带来的负面影响，串联电容器组补偿的方式并不适合于风力发电场的电压调节。
谐波问题
风电给系统带来谐波的途径主要有2种。一种是风机本身配备的电力电子装置可能带来谐波问题。对于直接和电网相连的恒速风机，软启动阶段要通过电力电子装置与电网相连，因此会产生一定的谐波，不过过程很短。对于变速风机是通过整流和逆变装置接入系统，如果电力电于装置的切换频率恰好在产生谐波的范围内，则会产生很严重的谐波问题，不过随着电力电子器件的不断改进，这个问题也在逐步得到解决。另一种是风机的并联补偿电容器可能和线路电抗发生谐振，在实际运行中，曾经观测到在风电场出口变压器的低压侧产生大量谐波的现象。当然与闪变问题相比，风电并网带来的谐波问题不是很严重。
变速风电机组则采用大容量的电力电子元件，直驱永磁同步风力发电机组的交直交变频器采用可控PWM整流或不控整流后接DC/DC变换，在电网侧采用PWM逆变器输出恒定频率和电压的三相交流电；双馈式异步风力发电机组定子绕组直接接入交流电网；转子绕组端接线由三只滑环引出接至一台双向功率变换器，电网侧同样采用PWM逆变器，定子绕组端口并网后始终发出电功率；转子绕组端口电功率的流向则取决于转差率。不论是哪种变速风电机组，并网后变流器将始终处于工作状态。因此，变速风电机组的谐波注入问题需要考虑对于谐波的问题主要从以下几个方面进行分析和研究：
谐波检测、谐波分析、谐波源分析、谐波抑制，电网谐波潮流计算。
目前谐波检测方法主要有采用模拟带通或带阻滤波器测量谐波、 基于傅里叶变换的谐波测量、基于瞬时无功功率的谐波测量、基于神经网络的谐波测量、利用小波分析方法进行谐波测量等。其中瞬时无功功率理论不仅可用于谐波的瞬时检测，而且可用于无功补偿等谐波治理领域， 是目前研究应用最广泛最有效的方法。
模拟滤波已不再优先选用，基于fryze变换的谐波测量的缺点是：fryze功率定义是建立在平均功率的基础上的，所要求得的瞬时有功电流需要进行几个周期的积分，再加上其他运算电路，要有几个周期的延时。其中瞬时无功功率理论不仅可用于谐波的瞬时检测，而且可用于无功补偿等谐波治理领域， 是目前研究应用最广泛最有效的方法。
国标GB/T 14549-93中给出了两个谐波源的同次谐波电流在同一相上叠加，当相位角已知时按下式计算：
两个以上同次谐波电流叠加时，首先将两个谐波电流叠加，然后再与第三个谐波电流相叠加，以此类推。
IEC 61400-21根据IEC 61000-3-6给出的由于负荷引起的谐波电流畸变的总和的计算方法，给出了连接在公共连接点上的多台风力发电机组引起的谐波电流的计算公式：
Nwt为连接到公共连接点上的风力发电机组的数目；I hΣ为公共连接点上的h阶谐波电流畸变；n i为第i个风力发电机组变压器的变比；Ihi为第i个风力发电机组h次谐波电流畸变；β为表5.4中给出的指数
风力发电系统的谐波特性及其影响
1变速恒频风力发电系统的谐波特性。变速恒频风力发电系统采用交流励磁方式后，谐波表现为以下特性:
l)属于电压源型谐波?，表现为以载波频率为中心呈谐波群分布;
2)由于交流励磁转差率较小，励磁变流器输出谐波为低频甚至超低频;
3)当风力发电机转速变化时，风力发电系统本身不稳定。基波和谐波固定，且谐波分布很广，由此造成系统谐波的不确定性。
4)在发电机定子侧产生大量空载谐波电压导致并网困难，并网后发电注入大量的谐波电流，造成电网的谐波污染，影响电网的电能质量。
谐波对变速恒频风力发电系统的影响
系统所产生的谐波若不能得到有效抑制和滤除，会对风力发电系统产生影响，主要有以下几方面。
l)增加电机的损耗和发热，影响电机的绝缘寿命，破坏发电机运行可靠性
2)使发电机产生噪声与振动，有时甚至会使整个系统产生振荡;
3)发电质量不符合国家标准，造成此项技术无法真正实用化。
目前电网谐波的治理有两种技术途径：
（1）被动式治理，这种谐波治理技术的应用对象主要是工业电网负载，目前有两种主要方式：①在电网上简单并联无源滤波器组；；②在电网上串联或并联或混合联上电力有源滤波器。这种方式的特点是先检测出负载产生的谐波电流或者谐波电压，再利用电力电子器件产生与该电流成一定比例的谐波电流或谐波电压抵消负载产生的谐波电流或者谐波电压的影响。按照被动式谐波治理技术采用的电路结构可以分为：无源滤波器方案和有源滤波器方案两大类。无源滤波器方案成本低、技术成熟，
但存在以下缺陷：
（1）谐振频率依赖于元件参数，因此只能对主要谐波进行滤波，LC 参数的漂移将导致滤波特性改变，使滤波性能不稳定。
（2）滤波特性依赖于电网参数，而电网的阻抗和谐波频率随着电力系统的运行工况变化而 随时改变，因而LC网络的设计较为困难。
（3）电网系统阻抗可能与LC 网络产生串并联谐振，从而产生谐波过电压或者谐波电流放大的现象，影响电网的稳定运行和供电质量。
（4）临近谐波源的谐波电流注入本地滤波器，致使本地滤波器过载。
1.有源滤波器方案，主要分为并联型APF，串联型APF 和混合型APF，串联型APF 有两种基本控制方式：①谐波电压控制谐波电压源模式（VCVS） ；②谐波电流控制谐波电压源模式（CCVS）
（2）主动式治理，即设计出不产生谐波的变流器，使得负载自身不产生电流或电压谐波。
①多脉波变流技术, 大功率电力电子装置常将原来 6 脉波的变流器设计成 12 脉波或 24 脉波变流器以减少交流侧的谐波电流含量。理论上讲, 脉波越多, 对谐波的抑制效果愈好,但是脉波数越多整流变压器的结构越复杂, 体积越大, 变流器的控制和保护变得困难, 成本增加。
②多电平变流技术, 即采用移相多重法、 顺序控制和非对称控制多重化等方法, 将方波电流或电压叠加, 使得变流器在网侧产生的电流或电压为接近正弦的阶梯波, 且与电源电压保持一定的相位关系。
③脉宽调制技术, 脉宽调制技术的基本思想是控制 PWM输出波形的对称性。根据输出波形的傅立叶级数展开式, 使需要消除的谐波幅值为零、 基波幅值为给定量, 达到消除指定谐波和控制基波幅值的目的, 目前采用的 PWM 技术有最优脉宽调制、 跟踪型 PWM调制和自适应 PWM控制等。改进型谐波抑制方案的主要缺点在于效率低、 成本高。对于中大功率的电力电子设备, 一般还要采用无源或有源滤波器进行高次谐波的抑制。
貌似还可以，为了给大家省钱，我下载了把它直接帖上来了，公式上不去。
谢谢分享。。。。
原创要顶的
顶一下，谢谢发帖
好东西，顶顶！
